Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины



Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины

 


Владельцы патента RU 2633466:

Общество с ограниченной ответственностью "СИНТЕЗ" (ООО "СИНТЕЗ") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение протяженности изоляционного экрана, повышение нефтеотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины включает подготовку и закачку в пласт осадкообразующего реагента, вызывающего осадкообразование в пластовых условиях при температуре не ниже 80°C. Осадкообразующий реагент представляет собой 20-50 мас.%-ный водный раствор смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира общей формулы R-O-SO3-NH4, где R-СН3, С2Н5 или С3Н7, взятых в массовом соотношении (30-70): (70-30). 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов.

При разработке залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте. Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, заключающийся в закачке в скважину водного раствора реагента - хлористого кальция, причем предусматривается, что в нагнетательную или эксплуатационную скважину при закрытом затрубном пространстве через заливочную головку, установленную на устье, закачивают смесь реагентов - 8-20%-ный водный раствор хлористого кальция и нафтенат натрия, разбавленный водой в соотношении 1:2, при строгом контроле давления из расчета 0,4-1,5 м3 на 1 м мощности пласта, после чего данную смесь продавливают в пласт. Процесс закачки водных растворов реагентов повторяют при отсутствии признака уменьшения объема поглощения. (Патент РФ №2169261, 2001 г.).

Также известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий отбор жидкости из добывающих скважин и периодическую закачку в нагнетательные скважины осадкообразующего реагента щелочного типа, при этом раствор указанного осадкообразующего реагента закачивают в две стадии: первоначально закачивают раствор с концентрацией реагента 0,1-5 мас.%, а затем раствор с концентрацией реагента 5-25 мас.%, после чего дополнительно закачивают раствор хлорида кальция, в качестве осадкообразующего реагента щелочного типа используют фосфат натрия, а соотношение фосфата натрия, закачиваемого на второй стадии, и хлорида кальция составляет 1:0,7-1,3. (Патент РФ №2184840, 2002 г.).

Недостатком данных способов является низкая эффективность, что обусловлено низким осадкообразованием и растворимостью осадка в закачиваемой воде.

Известен способ выравнивания профиля приемистости, включающий одновременную закачку водных растворов хлористого кальция и сернокислого алюминия с последующей закачкой щелочного раствора, инициирующего образование гидроокиси алюминия в виде гелеобразного осадка. (Патент РФ №2093673, 1997 г. ).

Недостатком данного способа является то, что образование сернокислого кальция и гидроокиси алюминия начинает происходить в прискважинной зоне при смешении хлористого кальция с сернокислым алюминием, что снижает эффективность способа из-за ограниченной протяженности установленного изоляционного экрана. Несмотря на высокий остаточный фактор фильтрационного сопротивления гидроокиси алюминия, данное обстоятельство существенно. Также недостатком способа является сложность технологического процесса, осуществляемого в два этапа.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт водных растворов сернокислого алюминия и щелочи, предварительно смешанных в соотношении, при котором показатель рН смеси равен 3,8, после чего в пласт последовательно закачивают водный "буфер", раствор хлористого кальция и снова водный "буфер". (Патент РФ №2168009, 2001 г.).

Недостатком способа является сложность технологического процесса и контроля соотношения компонентов в промысловых условиях, обеспечивающих нужный показатель рН среды. Также недостатком является недостаточная протяженность изоляционного экрана.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения протяженности изоляционного экрана, упрощение технологического процесса, повышение нефтегазоотдачи пласта за счет осадкообразования и закупорки флюидопроводящих каналов удаленных зон пласта.

Для решения поставленной задачи предлагается способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт осадкообразующего реагента, содержащего водный раствор хлористого кальция. Способ отличается тем, что предварительно производят подготовку реагента, в который дополнительно вводят сульфаминовую кислоту или эфир сульфаминовой кислоты общей формулы R-O-SO3-NH4, где R - СН3, С2Н5 или С3Н7, путем приготовления 20-50 мас.%-ного водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира, взятых в соотношении (30-70): (70-30) мас.%.

В пластовых условиях реагент вызывает осадкообразование - при температуре не ниже 80°С происходит гидролиз сульфаминовой кислоты и ее эфира с образованием малорастворимых сульфаматов кальция, которые выпадают в осадок.

При реализации способа используют сульфаминовую кислоту ТУ 2121-278-00204197-2001, эфиры сульфаминовой кислоты - метиловый, этиловый и пропиловый эфир производства фирмы Bayer; и хлористый кальций по ГОСТ 450-77.

Для иллюстрации предлагаемого технического решения были приготовлены образцы осадкообразующего реагента.

Подготовленные образцы проходили испытания в термошкафу при температуре 80°С, что соответствует средним пластовым температурам нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири, и при 20°С - в условиях, соответствующих средней температуре окружающей среды при приготовлении реагента.

Результаты испытаний сведены в таблицу 1.

Результаты лабораторных исследований показали, что осадкообразование происходит при температуре 80°С, соответствующей пластовой, а при 20°С - при средней температуре окружающей среды осадкообразования не происходит.

Наиболее оптимальное соотношение сульфаминовой кислоты или ее эфиров и хлористого кальция, при котором выпадает наибольшее количество осадка при пластовой температуре, составляет 50:50. Время начала образования осадка составляет не менее 3 часов при пластовой температуре. Данный фактор является немаловажным при создании протяженного изоляционного экрана. Оптимальное время образования осадка составляет 24 часа.

Концентрация закачиваемого осадкообразующего реагента зависит от коллекторских свойств пласта. Для изоляции низкопроницаемых пластов могут быть использованы более разбавленные растворы, для высокопроницаемых пластов - более концентрированные растворы.

Для определения эффективности предлагаемого способа определяли проницаемость насыпных моделей по воде, а также протяженность изоляционного экрана. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.

Приведенные примеры показывают, что коэффициент изоляции насыпных моделей, изолированных по предлагаемому способу, находится на уровне прототипа, а по протяженности изоляционного экрана предлагаемый способ превосходит прототип в несколько раз.

Пример реализации способа

Перед проведением изоляционных работ проводят комплекс гидродинамических исследований и определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки.

Исходя из результатов исследований, выбирают концентрацию реагента, необходимую для создания изолирующего экрана. Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники. Перед закачкой готовят расчетное количество водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира. Далее осуществляют закачку и оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 часов. После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.

Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые нефтенасыщенные пропластки и, следовательно, повысить нефтегазоотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции. Существенным преимуществом предлагаемого способа является возможность осуществления его в один этап, что позволяет значительно упростить технологию. Также при реализации предлагаемого способа отсутствует необходимость контроля соотношения компонентов, обеспечивающих нужный показатель рН среды, что достаточно сложно осуществить в промысловых условиях.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий закачку в пласт осадкообразующего реагента, содержащего водный раствор хлористого кальция, отличающийся тем, что предварительно производят подготовку реагента, вызывающего осадкообразование в пластовых условиях при температуре не ниже 80°C, в который дополнительно вводят сульфаминовую кислоту или ее эфир общей формулы R-O-SO3-NH4, где R-СН3, С2Н5 или С3Н7, путем приготовления 20-50 мас.%-ного водного раствора смеси хлористого кальция и сульфаминовой кислоты или ее эфира, взятых в соотношении (30-70):(70-30) мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах. Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах включает остановку скважины, в которой уровень водонефтяного контакта перекрыл нижние отверстия интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Технический результат - повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к способу получения блок-сополимеров, к блок-сополимеру и его применению в качестве регулятора реологических свойств жидкой среды. Способ получения блок-сополимера включает этап (Е) мицеллярной радикальной полимеризации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для растворения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с поверхности скважинного оборудования, в резервуарах и нефтесборных коллекторах.
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении набухающих неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора и обеспечение стабильности структурно-реологических показателей раствора в процессе бурения набухающих глин, минимизация химических обработок и наработки раствора. Ингибирующий буровой раствор, включающий воду, глинопорошок, сополимер и неионный водорастворимый полисахарид - НВП, содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - гидроксиэтилцеллюлозу, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, гидроксиэтилцеллюлоза 0,2-0,5, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. По другому варианту ингибирующий буровой раствор содержит в качестве сополимера Силфок 2540, а в качестве НВП - крахмал, при следующем соотношении компонентов, мас. %: глинопорошок 2-3, Силфок 2540 3-7, крахмал 0,5-3, вода остальное, причем содержание в сополимере Силфок 2540 мономеров хлорида диаллилдиметиламмония и малеинового ангидрида составляет от 99:1 до 92:8. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.
Наверх